調查丨華北首臺燃氣發電機組發電效率達57%

　　氣源氣價問題是困擾嗎

　　──華北第一臺燃氣發電機組運營狀況調查

　　中國電力報 中電新聞網記者 王俊

　　編者按：燃氣發電擁有環保、高效、靈活等優點，目前我國的燃氣發電產業已經初具規模。如同所有新生事物一樣，燃氣發電也不斷遭遇著「成長的煩惱」。本報記者日前走近華北地區最早上馬的燃氣發電機組，了解其運營狀況，並希冀以小見大，管窺燃氣發電行業的一些共性問題。

　　12月14日，北京豐臺，街頭殘雪未消。在雲崗西路，有一臺發電機組，正源源不斷地將天然氣轉化為電能，輸送到千家萬戶。

　　這是整個華北地區上馬的第一臺燃氣發電機組，隸屬於京能集團旗下的京豐燃氣發電有限責任公司，從2005年投產至今，已經運轉10年。

　　相較於高歌猛進、四方關注的風電和光電，燃氣發電不是很「搶鏡」，受制於氣源、氣價、成本、核心技術等問題，近兩年發展速度相對放緩。

　　華北第一臺燃氣發電機組這些年運營狀況如何？共識性的燃氣發電行業掣肘因素，對其有影響嗎？記者當天走進京豐燃氣發電公司，尋找答案。

　　發電效率可達57%

　　供電供熱都承擔

　　「我們的前身是北京第三熱電廠，燒的是煤，後來經過改造，才變成了燃氣發電廠。現役的燃機是『京豐1號』，額定容量為41萬千瓦。」京豐燃氣發電公司副總經理侯小龍告訴記者。

　　環境靜謐、草樹繁茂的公司駐地，如今尋不到當年熱電廠的半點痕跡。「燃氣發電優點很多。」侯小龍稱。

　　截至12月份，京豐1號的等效運行小時數已累計接近6萬個。作為重型、大容量燃機，京豐1號的發電效率可達57%，綜合廠用電率僅2.6%。

　　且不提汙染極小、節水等天然屬性，比起同等容量的火電廠來，京豐1號的廠區佔地面積只有其30%～40%，建築面積只有其20%左右。

　　參與電網調峰更是京豐1號的重要功能。在電網負荷尖峰時段，京豐1號由電網調度進行調控，參與電網調頻調峰。白天電網負荷高峰時，京豐1號負荷調整為出力上限；夜裡凌晨以後，京豐1號負荷往往下調至50%水平。

　　「10年來，1號燃機憑藉啟動速度快、調峰性能好的優勢，為京津唐電網的穩定運行出力不小。」侯小龍說。

　　除發電外，京豐1號還承擔著為雲崗、南宮地區居民集中供熱的任務，冬季供熱總面積達260萬平方米。

　　在最初的規劃中，京豐1號本應有個兄弟──「京豐2號」，但由於北京市燃氣電站建設統籌規劃，京豐2號一直未能上馬。「地方都還留著呢！公司計劃在『十三五』期間，爭取2號燃機立項。」侯小龍說。

　　核心設備純進口

　　同級燃機國產化率低

　　初進廠房時，京豐1號及附屬設備的龐大體量所造成的視覺衝擊，不禁令記者一驚。

　　據同行的京豐燃氣發電公司安全生產部工程師席斌介紹，京豐1號是國內第一批打捆招標並最早建成投產的F級大容量燃氣—蒸汽聯合循環發電機組之一。機組採用發電機單軸配置型式，即在裝1臺燃氣輪機、1臺餘熱鍋爐、1臺蒸汽輪機和1臺發電機，其中燃氣輪機、蒸汽輪機和發電機布置在一根軸上。

　　「因為上馬年代比較早，京豐1號的主機設備是純進口的，燃氣輪機、蒸汽輪機為日本三菱重工業株式會社製造，發電機由日本三菱電機株式會社製造。」席斌說，「餘熱鍋爐、發電機以外電氣設備、輔機等則是國產的。」國家能源局去年發布的 《燃氣發電安全監管報告》指出，我國尚未完全掌握燃氣發電核心技術，在一定程度上制約著燃氣發電產業的發展。

　　「據我所知，目前像京豐1號這樣的F級燃機，本體國產化率還不足70%。」席斌說，「但國內正在努力提高燃氣發電主機設備的國產化率。」雖然核心設備是進口的，京豐燃氣發電公司對機組的技術改造卻也沒落下。京豐1號既是國內首臺成功進行抽汽供熱改造的F級燃氣—蒸汽聯合循環機組，也是國內首臺成功完成直噴氨法脫硝技術改造的聯合循環機組。

　　摸索自主檢修技術

　　爭取不受制於人

　　對於國內大多數燃氣發電廠來說，檢修是個麻煩事兒。國內對整機檢修維護核心技術掌握不深、不透，機組檢修維護、改造升級、部件更換等都依賴原廠商，主要部件發生故障時需返廠檢修，花費甚巨。

　　國家能源局的監管報告披露，國內F級燃機檢修維護費用每年可達3000萬元/臺。

　　侯小龍告訴記者，目前國內燃氣發電廠在役重型燃機主要由3個廠家提供：美國GE、德國西門子和日本三菱重工。除三菱外，GE、西門子均要求燃機必須由廠家進行安裝、維修，業主和其他維護單位難以參與。業主與廠家通常要籤署「長期維護服務協議」。

　　受益於「資格老」和主動摸索，京豐燃氣發電公司現已能夠獨立承擔一般的燃機現場檢修任務。只有當燃機熱通道部件需返廠維修和新品訂購時，才由原廠商負責。

　　「燃機檢修不受制於人是我們的追求之一。」侯小龍表示，經過幾年鍛鍊，京豐燃氣發電公司現已有檢修維護人員254名，佔公司總人數一半以上，是華北地區唯一一支可獨立承接進口燃機檢修的專業隊伍。

　　不過，儘管掌握了不少自主檢修技術，在京豐燃氣發電公司，檢修成本仍約佔其運營總成本的3%。在其他不能自主檢修的燃氣發電廠，這一比例只會更高。

　　冬季燃氣供應緊張

　　管道氣壓不足

　　過去的10年，我國天然氣供需一直處於緊平衡狀態，眾多燃氣發電廠面臨供給壓力，冬季停機是常事，年發電利用小時數低於3000。

　　京豐1號卻是個例外。

　　京豐燃氣發電公司提供的信息顯示，京豐1號年發電利用小時數約為4300，供電氣耗約為0.2立方米 ／千瓦時；每年消耗的天然氣總量約為3.5億立方米，波動幅度很小。

　　這是為什麼呢？原來，京豐1號地位特殊，是所在區域唯一的集中供熱熱源點，一旦停機或大幅限負荷，就會影響到對周邊居民的供暖。

　　「1號燃機自投產以來，未出現過由於缺氣導致機組停機或大幅限負荷的情況，供氣總體呈現出冬季緊張、其他三季充足的特點。」侯小龍說。

　　京豐1號的氣源有保障，其他燃氣發電廠就未必了。

　　記者從北京市發展改革委了解到，去年天然氣迎峰度冬期間，北京採取了限氣的手段，以應對高峰期用氣壓力。其措施如：華能燃氣機組採用背壓運行方式，同時降低高安屯燃氣發電廠負荷，每天減少天然氣使用量100萬立方米；臨時調停京西「二拖一」燃氣機組，每天減少天然氣使用量200萬立方米。

　　氣源問題包含的不僅僅是氣量足不足的問題，還應有管道氣壓足不足的問題。

　　侯小龍告訴記者，京豐1號所用天然氣由中石油陝甘一線和陝甘三線輸送，雖然機組離管道不算遠，但也常遇到氣壓不足的現象。此時機組就需要通過增壓維持負荷穩定，或者適當降負荷以提高燃燒安全裕度。可這麼一來，企業效益就會受到影響。

　　　用氣佔成本77%

　　氣價雖下調補貼也減少

　　據記者了解，燃氣發電廠的發電成本主要包括燃料費、水費和材料費等，其中用氣開銷佔大頭。

　　「以同等發熱量計算，天然氣比煤炭貴得多。目前，我們的燃料成本約佔總成本的77%。」京豐燃氣發電公司綜合計劃部主任高二賀告訴記者。

　　記者梳理發現，10年來，北京市的非居民用天然氣價格一路走高，幾乎只升不降，唯一的一次下降出現在剛剛過去的11月份。

　　2005年京豐1號投運時，非居民用天然氣價格是1.55元 ／立方米。2007年，北京市發展改革委將非居民用天然氣價格上調至1.95元 ／立方米，2010年上調至2.28元 ／立方米，2013年上調至2.67元 ／立方米，2014年上調至3.09元 ／立方米。

　　今年國家發展改革委決定，自4月1日起，理順非居民用天然氣價格，實現增量氣和存量氣價格並軌。北京市發展改革委隨後將本市管道天然氣非居民銷售價格統一上調0.13元/立方米。如此，京豐1號的用氣價格就達到了3.22元/立方米。

　　「從2005年到2015年4月，我們的用氣價格累計上漲了1.67元/立方米，漲幅約108%。」高二賀說，「每次隨著氣價的調整，政府對公司的財政補貼也會相應進行調整，公司只有依靠財政補貼才能維持正常的生產經營。這也是燃氣發電廠面臨的普遍問題。」天然氣價格改革全面提速後，北京市非居民用天然氣價格只漲不跌的局面終於終結。11月20日，北京市發展改革委將非居民用天然氣價格下調至2.51元/立方米。

　　用氣價格驟降0.71元/立方米，是不是意味著京豐1號的盈利能力就會變強呢？答案恐怕是否定的。

　　「現在北京的燃氣發電廠實行的是一廠一價制，上網電價基本年年都會調整。天然氣價格下調後，公司能夠從電價中獲得的財政補貼也會下調，因此運營狀況不會有多大的改善。」高二賀告訴記者。

　　根據中電聯的統計數據，截止到2013年年底，我國天然氣發電裝機達4309萬千瓦，僅佔總裝機容量的3.45%；發電量達1143億千瓦時，僅佔總發電量的2.19%。天然氣發電已經超越核電，成為我國的第四大電源。

　　但相比發達國家，我國天然氣發電裝機比重仍非常低。據了解，2010年，美國、日本和歐盟的燃氣機組已分別佔到全部裝機的23.38％、27.42％、23.47％。從2000年至2012年，美國的天然氣發電量增長了96%。今年4月份，天然氣佔美國發電的比重增長至31%，首次高於燃煤發電的30%。

　　中電聯發布的《「十三五」天然氣發電需求預測》報告指出，到2020年，我國天然氣發電裝機規模將達1億千瓦左右，而即便如此，那時天然氣發電佔總發電裝機的比例也只有4.71%，遠不如歐美日。

　　隨著天然氣勘探開發和海外引進步伐的加快，進一步完善天然氣發電相關標準和政策，促進天然氣發電產業健康、提速發展，成為構建安全、穩定、經濟、清潔現代能源產業體系的必然要求。

　　責任編輯：廖紅興　 投稿郵箱：網上投稿